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Envelhecimento das baterias em ciclos de carga pouco profundos: que papel desempenham a temperatura e os materiais dos elétrodos?
Os sistemas estacionários de armazenamento de baterias são frequentemente não totalmente carregados ou descarregados. Em vez disso, compensam flutuações entre a produção e o consumo de energia. Os ciclos de carga e descarga pouco profundos que daí resultam são considerados relativamente suaves. No entanto, estudos científicos mostram que uma baixa profundidade de ciclo não está necessariamente associada a um menor envelhecimento da bateria.
Um estudo de longo prazo de Naumann et al. (2020) em células de fosfato de ferro-lítio/grafite (LFP/grafite) mostrou, em ciclos de carga pouco profundos em intervalos médios de estado de carga, uma perda de capacidade pronunciada e parcialmente reversível. O resultado evidencia que, para além da profundidade de ciclo, também o estado de carga médio, a temperatura e a carga de corrente devem ser considerados.
O que é decisivo é o que acontece no interior da célula da bateria: que reações químicas conduzem efetivamente à perda de capacidade utilizável? Que papel desempenham os materiais dos elétrodos e como podem as alterações térmicas ser investigadas com a ajuda de um calorímetro de baterias?
Estrutura e formatos de células de baterias de iões de lítio
Para compreender os processos de envelhecimento, é necessário, antes de mais, distinguir entre a composição química e a estrutura mecânica de uma célula de bateria.
Uma célula de iões de lítio é composta essencialmente por um elétrodo positivo, um elétrodo negativo, um eletrólito condutor de iões e um separador. Durante o processo de carga e descarga, os iões de lítio são transportados entre os elétrodos e aí intercalados em materiais eletroquimicamente ativos ou novamente libertados.
Os materiais dos elétrodos utilizados determinam em grande medida a característica elétrica e eletroquímica da célula. Assim, por exemplo, as células LFP/grafite e NMC/grafite diferem quanto aos seus potenciais de elétrodo, densidade energética e comportamento de envelhecimento.
Independentemente da química da célula, existem diferentes tipos de construção, que se distinguem sobretudo em geometria, invólucro, disposição dos elétrodos e estabilidade mecânica.
Células cilíndricas, células prismáticas e células pouch
As células cilíndricas (células redondas) possuem um invólucro geralmente metálico e cilíndrico. Os elétrodos e o separador são tipicamente enrolados numa estrutura em espiral. Formatos conhecidos são, por exemplo, 18650 e 21700. O invólucro estável oferece proteção mecânica, enquanto a geometria cilíndrica influencia a dissipação de calor e a distribuição de temperatura.
As células prismáticas possuem um invólucro retangular, predominantemente rígido. Graças ao seu design compacto, podem ser agrupadas em módulos de bateria poupando espaço. Dependendo da construção da célula, os elétrodos são empilhados ou enrolados. As células prismáticas são utilizadas, entre outros, em veículos elétricos e em sistemas estacionários de armazenamento de energia.
As células pouch utilizam, em vez de um invólucro metálico rígido, uma película de embalagem flexível e multicamada. A construção relativamente leve permite uma elevada utilização do espaço. Ao mesmo tempo, a menor estabilidade mecânica e possíveis alterações de espessura durante o funcionamento exigem um suporte mecânico adequado.
As células tipo botão (Coin Cells) são células particularmente compactas num invólucro metálico plano. Na investigação de baterias, são frequentemente utilizadas para estudar novos materiais de elétrodos e composições de eletrólitos em pequenas células de ensaio.
No entanto, a forma da célula, por si só, não determina o envelhecimento. Duas células geometricamente diferentes podem utilizar a mesma química de elétrodos, enquanto células do mesmo tipo de construção podem conter sistemas de materiais completamente diferentes.
Para a investigação térmica, ambos os aspetos são importantes: a química da célula influencia a geração de calor, enquanto a geometria, o invólucro e as condições de contacto térmico influenciam a transferência de calor para o sistema de medição.
Figura 1: Comparação dos principais tipos de construção de células de baterias de iões de lítio.
A representação mostra células tipo botão (Coin Cells), células cilíndricas (Cylindrical Cells), células prismáticas (Prismatic Cells) e células pouch (Pouch Cells). Os tipos de construção diferem, em particular, quanto à sua geometria, construção do invólucro e estabilidade mecânica. Estas propriedades influenciam, entre outros aspetos, a transferência de calor e o contacto térmico em investigações calorimétricas. A química da célula é independente do tipo de construção externo.
Fonte: Representação esquemática própria, criada com apoio de IA. Não está à escala.
Como envelhecem as baterias de iões de lítio?
O envelhecimento de uma bateria de iões de lítio não pode ser atribuído a um único processo químico. Várias reações e alterações estruturais podem ocorrer simultaneamente e influenciar-se mutuamente.
As consequências mais importantes são a perda de capacidade utilizável e o aumento da resistência interna elétrica ou eletroquímica.
Ao nível do material, podem distinguir-se, em particular, três alterações fundamentais: a perda de lítio ciclável, a perda de material eletroquimicamente ativo e alterações das propriedades de transporte e de interface.
Crescimento da SEI: o lítio fica quimicamente ligado
A ânodo de grafite desempenha um papel central.
Na primeira carga de uma bateria de iões de lítio, o eletrólito é parcialmente reduzido na superfície do elétrodo negativo. Formam-se produtos de reação sólidos que criam uma camada de passivação: a chamada Solid Electrolyte Interphase (SEI).
Esta camada é necessária porque protege a superfície de grafite de uma decomposição adicional e descontrolada do eletrólito e, ao mesmo tempo, permite o transporte de iões de lítio.
A SEI é composta por diferentes compostos orgânicos e inorgânicos. Entre os possíveis constituintes incluem-se carbonato de lítio (Li₂CO₃), fluoreto de lítio (LiF) e produtos de reação orgânicos contendo lítio. A sua composição real depende, entre outros fatores, do eletrólito e das condições de operação.
Durante a formação destes compostos, os iões de lítio ficam ligados em produtos de reação. Depois, deixam de estar disponíveis para a troca de carga regular entre o elétrodo positivo e o elétrodo negativo.
Ou seja, o lítio não desaparece da célula, mas encontra-se parcialmente sob a forma quimicamente ligada.
Este processo é designado por Loss of Lithium Inventory (LLI). Refere-se à perda da fração de lítio que está disponível para o armazenamento e libertação reversíveis de energia elétrica.
Mesmo após a formação inicial da SEI, podem ocorrer outras reações. Temperaturas elevadas, longos períodos de armazenamento e alterações da superfície do elétrodo podem favorecer um crescimento adicional da SEI. Nesse processo, lítio e componentes do eletrólito voltam a ficar ligados ou são consumidos.
Keil et al. (2016) mostraram que o envelhecimento de calendário depende, entre outros fatores, do potencial do ânodo de grafite. Com um estado de carga elevado, o grafite está mais litiado. O potencial anódico mais baixo associado pode favorecer uma redução adicional do eletrólito e o crescimento da SEI.
Lithium plating: quando o lítio é depositado na forma metálica
Outro mecanismo de envelhecimento é o chamado Lithium-Plating.
Na carga normal, os iões de lítio são intercalados na estrutura de grafite. Em condições desfavoráveis, porém, a intercalação pode ocorrer demasiado lentamente. Isto pode acontecer, por exemplo, a baixas temperaturas, com correntes de carga elevadas ou com ânodos já fortemente litiados.
Em vez de penetrarem completamente no grafite, os iões de lítio podem então captar eletrões e depositar-se como lítio metálico na superfície do ânodo.
Uma parte deste lítio metálico pode voltar a ser convertida eletroquimicamente durante a descarga subsequente. Outras frações reagem com o eletrólito ou perdem o contacto elétrico com o elétrodo.
Este lítio eletricamente isolado é frequentemente designado por Dead Lithium. Já não pode participar no processo regular de carga e descarga.
Assim, o lithium plating contribui para a perda de lítio ciclável e pode promover outras reações secundárias, bem como alterações da SEI.
A deposição metálica é também relevante para a segurança, sobretudo quando se formam estruturas de deposição desfavoráveis. No entanto, o lithium plating não pode ser comprovado de forma inequívoca apenas a partir de um fluxo de calor alterado.
Danos mecânicos e perda de material ativo
Durante a carga e a descarga, o teor de lítio dos elétrodos altera-se. Isto pode estar associado a alterações da rede cristalina e do volume do material.
Processos repetidos de expansão e contração podem gerar tensões mecânicas. Dependendo do material do elétrodo e da construção da célula, podem surgir fissuras, perdas de contacto ou alterações da estrutura das partículas.
Se partículas ativas forem eletricamente separadas da rede condutora do elétrodo, podem deixar de participar plenamente no processo eletroquímico, apesar da sua capacidade de armazenamento de lítio.
Este efeito é designado por Loss of Active Material (LAM).
Além disso, as fissuras podem expor novas superfícies do elétrodo. Se o eletrólito alcançar essas superfícies, podem ocorrer reações adicionais de interface. Desta forma, a degradação mecânica e o envelhecimento químico reforçam-se parcialmente entre si.
Alterações no cátodo e no eletrólito
Também ocorrem processos de envelhecimento no elétrodo positivo.
Em cátodos baseados em NMC, potenciais elevados do elétrodo e temperaturas aumentadas podem, entre outros efeitos, favorecer a oxidação do eletrólito, alterações da estrutura superficial e a dissolução de metais de transição.
Iões metálicos dissolvidos podem migrar através do eletrólito e influenciar outras reações indesejadas no elétrodo negativo.
Na superfície do cátodo pode também formar-se uma camada de interface, designada por Cathode Electrolyte Interphase (CEI).
Nas células LFP, outras propriedades estruturais e eletroquímicas são determinantes. A estrutura LFP do tipo olivina é considerada relativamente estável; ainda assim, também aqui reações de interface, degradação do eletrólito e a perda de lítio ciclável podem contribuir para o envelhecimento.
Qiao et al. (2025) investigaram células pouch LFP/grafite a diferentes temperaturas e estados de carga. Nas condições analisadas, temperaturas mais elevadas e estados de carga mais elevados conduziram a uma maior perda de capacidade.
Figura 2: Estrutura esquemática de uma célula convencional de iões de lítio e de uma bateria de estado sólido.
A representação mostra a estrutura básica de ambos os conceitos de célula com elétrodos, coletores de corrente e eletrólitos, bem como as camadas de interface SEI e CEI. A figura serve para ilustrar a estrutura da célula e não representa uma química específica de célula LFP/grafite.
Fonte: Amiri, A. K.; Morgan, L. M.; Michael, M. P.; Edge, J. S. (2021): Structures of conventional and solid state lithium ion batteries. Zenodo. DOI: 10.5281/zenodo.5013913.
Envelhecimento de calendário e envelhecimento cíclico
Os processos químicos e mecânicos referidos podem ocorrer tanto durante o armazenamento como durante o funcionamento ativo.
No envelhecimento de calendário, a temperatura, a duração do armazenamento e o estado de carga desempenham um papel particularmente importante. Assim, uma célula pode perder capacidade mesmo quando é pouco utilizada durante um período prolongado.
No envelhecimento cíclico, acrescentam-se as solicitações decorrentes de cargas e descargas repetidas. Estas incluem alterações de concentração no interior dos elétrodos, tensões mecânicas e cargas de corrente.
As duas formas de envelhecimento não podem ser completamente separadas no funcionamento real. Por exemplo, durante um ensaio de ciclos, uma célula pode envelhecer simultaneamente devido ao crescimento da SEI dependente do tempo e devido à solicitação repetida dos elétrodos.
Ciclos de carga pouco profundos: porque uma baixa profundidade de ciclo nem sempre é suficiente
A profundidade de ciclo (Depth of Discharge, DoD) descreve a fração da capacidade utilizável que é convertida durante um processo de carga ou descarga.
Em ciclos pouco profundos, o estado de carga (State of Charge, SoC) altera-se apenas dentro de um intervalo limitado. Um armazenamento que, por exemplo, opere entre 40 e 60 % de SoC percorre uma variação de carga de 20 pontos percentuais.
Ciclos pouco profundos podem reduzir a solicitação mecânica face a variações de carga maiores. No entanto, o seu efeito real no envelhecimento depende também do estado de carga médio, da temperatura e do perfil de corrente.
Naumann et al. (2020) investigaram, ao longo de 29 meses, células comerciais LFP/grafite sob diferentes condições de operação. Entre outros aspetos, observaram uma perda de capacidade pronunciada e parcialmente reversível em ciclos pouco profundos em intervalos médios de estado de carga.
Assim, uma perda de capacidade deste tipo não tem de ser totalmente equiparada a alterações químicas irreversíveis. Processos de relaxação e as condições da medição de referência também podem influenciar a capacidade medida.
Isto não significa que ciclos profundos sejam, por princípio, mais favoráveis. Para uma avaliação robusta, a profundidade de ciclo, a janela de SoC, a temperatura, a carga de corrente e o débito energético devem ser considerados em conjunto.
Figura 3: Comparação de diferentes janelas de estado de carga em ciclos de carga pouco profundos e profundos.
A representação esquemática evidencia que profundidades de ciclo (DoD) idênticas podem ocorrer com diferentes estados de carga médios (SoC). Inversamente, diferentes variações de carga podem apresentar o mesmo SoC médio. Para a avaliação do envelhecimento da bateria, ambas as grandezas de influência devem, por isso, ser consideradas.
Fonte: Representação esquemática própria, criada com apoio de IA. Sem dados de medição experimentais.
O que mede um calorímetro de baterias?
Durante a carga e a descarga, para além de processos elétricos e eletroquímicos, ocorrem também efeitos térmicos numa célula de bateria.
Um calorímetro de baterias mede o fluxo de calor que, sob condições de operação definidas, é transferido de uma célula de bateria para o seu ambiente ou para o sistema de medição.
Num calorímetro de baterias isotérmico, a célula é investigada sob condições de temperatura tão constantes e controladas quanto possível. O fluxo de calor dissipado é registado com resolução temporal.
Ao contrário de uma simples medição de temperatura, não se observa apenas o quanto a célula aquece. A calorimetria fornece uma informação quantitativa sobre a troca de energia térmica.
Que efeitos térmicos ocorrem durante o funcionamento?
A geração de calor de uma bateria resulta de várias contribuições.
O calor irreversível surge, entre outros fatores, devido a resistências óhmicas e polarização eletroquímica. Estas perdas dependem, por exemplo, da intensidade de corrente, do estado da célula e da temperatura.
O calor reversível está associado a alterações entrópicas da reação eletroquímica da célula. Dependendo do estado de carga e do sentido da corrente, esta contribuição térmica pode ser exotérmica ou endotérmica.
O fluxo de calor parasitário pode resultar de reações secundárias indesejadas, por exemplo, devido à decomposição progressiva do eletrólito ou a reações de interface.
O balanço energético fundamental destes processos foi descrito por Bernardi, Pawlikowski e Newman (1985).
Para a interpretação, é decisivo que o calorímetro meça inicialmente a contribuição térmica total sobreposta. Reações individuais não podem ser identificadas de forma inequívoca apenas com base num determinado valor de fluxo de calor.
No entanto, através de protocolos de medição adequados, medições elétricas complementares e modelos físicos, as diferentes contribuições térmicas podem ser analisadas com maior detalhe.
O que pode medir o LINSEIS IBC L91?
O LINSEIS IBC L91 é um calorímetro de baterias isotérmico para investigar o fluxo de calor de células de bateria sob condições de temperatura controladas.
O sistema de medição funciona com placas de medição com controlo de temperatura e sensores de fluxo de calor. A bateria é acoplada termicamente ao conjunto de medição, enquanto o seu comportamento de carga e descarga é definido por uma fonte elétrica adequada ou por um ciclador de baterias.
O fluxo de calor medido pode ser avaliado em conjunto com dados de corrente, tensão e temperatura.
Desta forma, podem ser investigados, por exemplo, o efeito de diferentes taxas C, janelas de estado de carga e temperaturas de medição, bem como alterações do comportamento térmico ao longo de medições repetidas.
A célula de medição do IBC L91 tem uma construção modular e pode ser adaptada a diferentes tamanhos e geometrias de células.
O sistema suporta, entre outros, células tipo botão e células cilíndricas, para as quais existem adaptadores correspondentes. Também células pouch planas e células prismáticas podem ser investigadas com uma configuração adequada das placas de medição.
A adequação concreta depende das dimensões da célula, do contacto térmico, da geometria das placas de medição e do fluxo de calor esperado.
Que informações fornece a medição?
A partir de dados de fluxo de calor com resolução temporal, podem obter-se várias informações.
Assim, pode investigar-se como a geração de calor se altera com diferentes correntes de carga e descarga. Em simultâneo, condições de temperatura definidas podem servir para tornar visíveis diferenças no comportamento térmico da célula.
Ao integrar o fluxo de calor ao longo de um período definido, é possível determinar a troca de energia térmica correspondente.
Em conjunto com os dados de medição elétrica, estes resultados podem contribuir para a avaliação do balanço energético de uma célula de bateria.
Para a interpretação, devem, contudo, ser consideradas a convenção de sinal do fluxo de calor, a resposta dinâmica do sistema de medição, bem como os procedimentos de correção e calibração utilizados.
Como pode o envelhecimento da bateria ser investigado com um calorímetro?
Um calorímetro de baterias não mede o envelhecimento de uma célula diretamente como uma grandeza física única. No entanto, fornece informações adicionais sobre alterações térmicas que podem estar relacionadas com processos eletroquímicos e químicos.
Para uma investigação do envelhecimento, é adequado, por exemplo, comparar células idênticas sob condições de operação definidas.
Primeiro, caracteriza-se o estado térmico inicial de uma célula. Para tal, podem ser realizadas medições de fluxo de calor durante um perfil de carga e descarga padronizado.
Em seguida, a célula é sujeita a uma carga durante um número definido de ciclos ou armazenada durante um período prolongado com estado de carga e temperatura definidos.
Em intervalos regulares, o mesmo programa de medição calorimétrica é novamente executado.
Se o fluxo de calor se alterar com SoC comparável, mesma temperatura e mesma carga de corrente, isso indica que o comportamento térmico ou eletroquímico da célula se alterou.
As causas podem residir, por exemplo, num aumento da resistência interna, em perdas de polarização alteradas ou em reações secundárias adicionais.
É possível medir diretamente o crescimento da SEI e o lithium plating?
A calorimetria isotérmica pode contribuir para a investigação de reações relacionadas com o crescimento da SEI, a degradação do eletrólito ou o lithium plating.
No entanto, a atribuição é exigente.
No crescimento da SEI, reações químicas secundárias podem gerar calor adicional. Os sinais correspondentes podem ser muito pequenos e sobrepor-se a contribuições térmicas reversíveis e irreversíveis.
Downie, Hyatt e Dahn (2016) mostraram, com base em células NMC442/grafite, que a microcalorimetria isotérmica pode evidenciar diferenças de reações parasitárias entre diferentes sistemas de eletrólitos.
Também o lithium plating pode influenciar o comportamento térmico de uma célula. No entanto, um perfil característico de fluxo de calor, por si só, não prova que o lítio tenha sido depositado na forma metálica.
Para uma atribuição inequívoca, são necessários métodos complementares, por exemplo, espectroscopia de impedância eletroquímica, análises específicas de relaxação de tensão ou investigações de análise de materiais.
Assim, o calorímetro de baterias não fornece uma identificação química direta de todas as reações de envelhecimento, mas sim um acesso experimental adicional aos seus efeitos térmicos.
Exemplo prático: fluxo de calor com diferentes correntes de carga e descarga
Um exemplo de aplicação do LINSEIS IBC L91 mostra o fluxo de calor de uma única célula de bateria de iões de lítio em função da capacidade convertida, com diferentes taxas C.
As medições foram realizadas a 0,4 C, 0,6 C e 0,8 C.
As curvas evidenciam que a carga de corrente influencia o perfil do fluxo de calor. Com correntes de carga e descarga mais elevadas, ocorrem, no ensaio apresentado, fluxos de calor de maior magnitude. Em simultâneo, as capacidades atingidas diferem em cada caso.
Desta forma, o estudo mostra como diferentes condições elétricas de operação podem ser comparadas calorimetricamente.
No entanto, não é possível tirar uma conclusão imediata sobre a taxa de envelhecimento a longo prazo a partir desta medição única. Para isso, seriam necessárias medições repetidas e informações adicionais sobre a evolução da capacidade e da impedância.
Figura 4: Influência de diferentes correntes de carga e descarga no fluxo de calor de uma bateria de iões de lítio.
É apresentado o fluxo de calor em função da capacidade convertida de uma única célula de bateria de iões de lítio, com diferentes taxas C (0,4 C, 0,6 C e 0,8 C). As curvas de medição mostram que a carga de corrente influencia tanto o perfil do fluxo de calor como a capacidade atingida. Em particular, com correntes de carga e descarga mais elevadas, ocorrem fluxos de calor de maior magnitude. Os resultados evidenciam a relação entre carga elétrica, comportamento térmico e capacidade utilizável. Para uma determinação quantitativa do rendimento energético, são necessários dados adicionais de energia elétrica e um balanço térmico correspondente.
Fonte: Medições próprias, LINSEIS MESSGERAETE GMBH.
Como reduzir o envelhecimento de sistemas estacionários de armazenamento de baterias?
Os resultados de estudos científicos sobre envelhecimento mostram que a vida útil de sistemas estacionários de armazenamento de iões de lítio pode ser influenciada por uma estratégia de operação adequada.
Um ponto de partida importante é a gestão da temperatura. Temperaturas elevadas podem acelerar numerosas reações químicas secundárias indesejadas. Em simultâneo, temperaturas demasiado baixas devem ser consideradas na escolha do perfil de carga, uma vez que, em condições desfavoráveis, podem favorecer o lithium plating.
Também a janela de estado de carga desempenha um papel importante. Tempos de permanência mais longos em estados de carga elevados podem, em particular, promover o envelhecimento de calendário. Os limites adequados dependem da química da célula utilizada e do perfil de aplicação.
Na escolha das correntes de carga e descarga, a carga térmica e a potência pretendida devem ser ponderadas entre si. Correntes elevadas podem conduzir a perdas de calor irreversíveis aumentadas e, em determinadas condições, favorecer mecanismos de envelhecimento adicionais.
Por fim, a profundidade de ciclo não deve ser considerada isoladamente. Ciclos de carga pouco profundos podem ser vantajosos, mas o seu efeito depende do estado de carga médio e das restantes condições de operação.
Medições calorimétricas podem ajudar a comparar quantitativamente a geração de calor de diferentes estratégias de operação. Em combinação com testes eletroquímicos de envelhecimento, fornecem assim uma base adicional para o desenvolvimento de sistemas de armazenamento de baterias duráveis.
Conclusão: compreender o envelhecimento das baterias ao nível do material e da célula
O envelhecimento de baterias de iões de lítio resulta da interação de processos químicos, eletroquímicos e mecânicos. Entre estes incluem-se, em particular, o crescimento de camadas de interface, a ligação irreversível de lítio, a deposição de lítio metálico e a perda de material eletroquimicamente ativo.
Ciclos de carga pouco profundos podem reduzir a solicitação, mas não garantem automaticamente uma baixa taxa de envelhecimento. O decisivo é a química da célula, bem como a combinação de temperatura, estado de carga, carga de corrente e profundidade de ciclo.
A calorimetria de baterias complementa as investigações elétricas e eletroquímicas com informações, com resolução temporal, sobre a geração de calor. O LINSEIS IBC L91 permite investigar essas alterações térmicas sob condições de operação definidas e relacioná-las com dados de medição elétrica.
Só através da combinação de resultados calorimétricos com análises de envelhecimento e de materiais adequadas é possível avaliar de forma mais abrangente os processos de degradação subjacentes e melhorar de forma direcionada as estratégias de operação.
Literatura científica
- Naumann, M.; Spingler, F.; Jossen, A. (2020): Analysis and modeling of cycle aging of a commercial LiFePO₄/graphite cell. Journal of Power Sources, 451, 227666. https://doi.org/10.1016/j.jpowsour.2019.227666
- Keil, P. et al. (2016): Calendar Aging of Lithium-Ion Batteries: I. Impact of the Graphite Anode on Capacity Fade. Journal of The Electrochemical Society, 163(9), A1872–A1880. https://doi.org/10.1149/2.0411609jes
- Qiao, X. et al. (2025): Deciphering the Calendar Aging Degradation Mechanism of LiFePO₄–Graphite Pouch Cells. ACS Applied Energy Materials, 8(4), 2209–2218. https://doi.org/10.1021/acsaem.4c02761
- Wang, J. et al. (2014): Degradation of lithium ion batteries employing graphite negatives and nickel–cobalt–manganese oxide + spinel manganese oxide positives: Part 1, aging mechanisms and life estimation. Journal of Power Sources, 269, 937–948. https://doi.org/10.1016/j.jpowsour.2014.07.030
- Downie, L. E.; Hyatt, S. R.; Dahn, J. R. (2016): The Impact of Electrolyte Composition on Parasitic Reactions in Lithium Ion Cells Charged to 4.7 V Determined Using Isothermal Microcalorimetry. Journal of The Electrochemical Society, 163(2), A35–A42. https://doi.org/10.1149/2.0081602jes
- Bernardi, D.; Pawlikowski, E.; Newman, J. (1985): A General Energy Balance for Battery Systems. Journal of The Electrochemical Society, 132(1), 5–12. https://doi.org/10.1149/1.2113792
- Edge, J. S. et al. (2021): Lithium ion battery degradation: what you need to know. Physical Chemistry Chemical Physics. https://doi.org/10.1039/D1CP00359C
- Fraunhofer ISI (2022): Development perspectives for lithium-ion battery cell formats. https://www.isi.fraunhofer.de/content/dam/isi/dokumente/cct/2022/Development_perspectives_for_lithium-ion_battery_cell_formats_Fraunhofer_2022.pdf
- LINSEIS Messgeräte GmbH: IBC L91 – Isothermal Battery Calorimeter. Documentação técnica do produto. https://www.linseis.com/messgeraete/kalorimetrie/ibc-l91-isothermal-battery-calorimeter/
